准噶尔盆地白家海地区西山窑组深部煤岩储层孔隙结构表征及发育主控因素

深部煤岩储层孔隙结构特征对深层煤层气勘探开发十分重要,为了明确深部煤岩储层孔隙结构特征及发育主控因素,以准噶尔盆地白家海凸起及周缘侏罗系西山窑组煤层为研究对象,运用覆压孔渗、扫描电镜、高压压汞、低温液氮吸附、二氧化碳等温吸附等多种试验方法,对西山窑组煤岩储层特征进行研究。结果表明:西山窑组煤岩演化程度低,显微组分以镜质组和惰质组为主,具有低水分、特低灰和低挥发分的特点;西山窑组煤岩储层发育孔缝双重介质储集空间,储层物性好;西山窑组煤岩储层可以划分为3种类型,Ⅰ类储层储集性能好,但渗透性能差,Ⅱ类储层是研究区主要储层类型,进一步分为Ⅱ_(1)类和Ⅱ_(2)类,Ⅱ_(1)类储层具有中等储集性能和良好渗透性能,Ⅱ_(2)类储层与Ⅲ类储层均以微孔为主,物性较差;西山窑组煤层孔隙结构主要受灰分质量分数、镜质组体积分数、惰质组体积分数和埋深控制。

鄂尔多斯盆地中东部地区石炭系本溪组煤岩气储层特征

近年来,鄂尔多斯盆地多口风险探井在石炭系本溪组煤岩中获得工业气流,展示出该盆地煤岩气良好的勘探前景,但关于该盆地煤岩气储层特征的研究较少,煤岩气储层分布规律认识不清,制约了下一步勘探部署。为此,以本溪组8号煤为例,综合岩心、扫描电镜及物性等分析化验资料,对盆地深层煤岩的宏观煤岩类型、显微组分、煤质特征、孔-裂隙发育特征、物性特征和甲烷吸附能力等储层特征开展了系统研究,建立煤岩气储层评价标准,并预测了煤岩气的有利分布区。研究结果表明:①8号煤以原生结构的光亮煤、半亮煤为主,显微组分中镜质组含量高,灰分平均值为17.77%,镜质体最大反射率为1.08%~2.23%,以肥煤-贫煤为主。②8号煤储集类型以胞腔孔、气孔和裂隙为主,其中裂隙包括宏观割理和微裂隙;孔裂隙体积分布以“U”字形结构为主,微孔贡献最大,其次为微裂隙;比表面积分布呈“L”字形,呈现出微孔单峰。③8号煤氦气法孔隙度平均值为6.25%,渗透率平均值为4.21 mD,煤岩在地层状态下具有良好的渗透性。④8号煤空气干燥基兰氏体积为7.79~26.08 m^(3)/t,平均值为18.60 m^(3)/t,兰氏压力为2.03~4.17 MPa,平均值为3.12 MPa,煤岩吸附能力与灰分含量呈负相关性,与成熟度呈正相关性。结论认为,鄂尔多斯盆地本溪组8号煤发育2类有利区,其中横山-米脂-绥德一带为Ⅰ类有利区,面积约11200 km^(2);乌审旗西和榆林北为Ⅱ类有利区,面积约13300 km^(2),2类有利区资源量超过4.5×10^(12) m^(3),可形成煤岩气规模增储上产的现实领域。

基于ResNet残差神经网络识别的深部煤层显微组分和微裂缝分类——以鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8~#煤层为例

显微组分和微裂缝是煤储层重要的微观特征,影响煤储层产气能力和力学性质。采集鄂尔多斯盆地深部煤层气井石炭系本溪组8^(#)煤层样品,运用ResNet残差神经网络识别方法,研究了显微组分和微裂缝发育特征。在煤样305个显微组分和65个微裂缝图样本研究的基础上,建立了基于残差神经网络识别的煤岩显微组分和微裂缝识别方法,并利用残差神经网络技术对镜下数据进行反演,构建了深部煤储层显微组分和微裂缝的识别和分类模型。结合地质特征和聚类算法结果联合验证,模型具有可靠性。显微组分预测准确率为0.90,微裂缝预测准确率为0.80,可以有效预测煤岩显微组分和微裂缝类型。模型识别与预测表明裂缝形态与显微组分具有相关关系。裂缝的发育与显微组分中的镜质组关系最大,裂缝类别和数量的预测结果与显微组分发育的相吻合。

深煤层气井低伤害完井液分析

深煤层气井的开采通常是采用水敏损害的完井液,但这类完井液存在着严重的伤害问题,对煤层气井的开采效率有着不利影响。在煤层气开采过程中,需要不断向井底注入液体,在注入过程中不可避免地会对煤层造成一定的伤害。从深煤层气井开采过程中出现的问题出发,对煤层气井中常见的完井液进行了分析和讨论,并在此基础上提出了相应的低伤害完井液方案。分析结果表明:低伤害完井液能有效降低深井煤层气开采过程中出现的问题。

中国海油低渗及非常规油气藏储层改造技术进展及展望

中国海上低渗及非常规油气开发存在产能低、投资大、操作费用高、收益较低及单井经济任务重等问题。经过技术攻关,中国海油形成了平台压裂、钻井船压裂和拖轮压裂等海上储层改造作业模式,研发出集海上低渗储层改造液体系、海上控水支撑剂技术、低渗储层压裂管柱设计和海上储层改造监测技术为一体的海上低渗储层改造技术,以及适用于陆上深煤层大规模压裂技术。本文综述了中国海上低渗油气储层改造技术及陆上深煤层大规模压裂技术研究进展,展望了未来储层改造重点发展方向,对推动中国海油低渗及非常规油气开发技术进步有重要指导意义。

深层煤岩气压裂研究进展与展望

中国深层煤岩气资源丰富,勘探开发潜力巨大。水力压裂是开发深层煤岩气的重要工程技术,目前深层煤岩气水力压裂仍然存在技术瓶颈,在一定程度上制约了深层煤岩气的勘探开发。为进一步明确深层煤岩气水力压裂技术现状和发展趋势,基于鄂尔多斯盆地和沁水盆地深层煤岩气勘探开发案例,分析了深层煤岩气压裂地质特征的特殊性,论述了深层煤岩气压裂工程技术现状,剖析了深层煤岩气压裂存在的理论与技术挑战,最后展望了压裂改造理论与技术发展方向。研究结果表明:①与中深层页岩、低渗透致密砂岩和浅层煤层相比,深层煤岩具有更复杂的裂缝和割理裂隙网络系统,具有低孔低渗、煤体结构完整、高地应力、高弹性模量、低泊松比的特征,这些地质特征差异使得深层煤岩对应的压裂改造技术内涵应有差异;②深层煤岩主流压裂改造主体技术为水平井超大规模极限体积压裂和多轮次转向缝网弥合压裂;③下一步需持续研究不同煤阶、不同地域的深层煤岩气压裂地质特征差异性、压裂裂缝起裂及延伸规律、低成本压裂材料、高效压裂工艺技术。结论认为,深层煤岩气压裂改造开发需要结合压裂地质特征构建多尺度地质模型,建立“地质-工程”双甜点预测模型,并大力发展低成本、环境友好的压裂材料及工艺配套技术,进而实现深层煤岩气的规模效益开发。

临兴地区深部煤储层煤体结构定量表征及影响因素分析

煤体结构的定量表征是煤储层研究的热点问题之一。为精细刻画煤体结构的空间分布,查明其差异分布的主控因素,通过煤岩取心观测,借助地质强度因子对煤体结构进行定量表征,结合不同煤体结构的测井响应,构建了基于测井曲线的煤体结构量化表征模型,预测了煤体结构的空间分布,探讨了沉积、构造、地应力、微观力学性能对煤体结构的影响特征。研究结果表明:密度、伽马、声波、井径测井对煤体结构响应灵敏,利用测井多元回归法可以显著提高煤体结构的判识精度。研究区煤体结构以原生-碎裂结构为主,其次为碎裂结构,发育少量的原生结构和碎裂-碎粒结构。整个研究区的煤体结构分布可以归纳为四大类七个小分区。发育在潮道、砂坪、泥坪、三角洲平原、潟湖环境中的煤层,其厚度逐渐变大,但煤体结构与煤层厚度没有明显的关系。然而,灰分含量与煤体结构的完整性呈正相关,研究不同沉积环境中灰分的变化规律是揭示沉积环境对煤体结构控制特征的关键。煤储层变形程度越大,煤体结构越破碎。原生结构煤、原生-碎裂结构煤、碎裂结构煤的平均构造曲率分别为8.4×10^(-6)、18.7×10^(-6)、25.7×10^(-6)m^(-1)。断层发育区,煤体结构以碎裂结构为主。随着埋深增大,原位地应力增大,煤体结构完整性增强,地应力状态在此基础上进一步分化煤体结构。在浅部伸张-压缩过渡带以碎裂-碎粒结构为主;在深部压缩状态以原生-碎裂结构为主;在深部压缩-伸张过渡带碎裂结构的比例有所增加。煤岩微观力学性能受控于煤基质组分和显微孔隙结构。煤岩无机组分力学强度高于有机组分,且无机组分孔隙孔径比有机组分孔隙孔径小,则无机组分含量越高,煤岩力学强度越高,煤体结构越完整。该研究成果为煤层钻井施工、压裂改造、储层评价提供参考。

考虑割理的深煤层水平井多段分簇间距优化研究

为研究水平井多段多簇裂缝在割理发育的深部煤储层扩展情况,基于扩展有限元,考虑缝间干扰和诱导应力场,创建了多段多簇裂缝扩展模型;借助Python语言的前处理二次开发,在模型中加入大量近似正交的割理裂隙,分析了簇间距、压裂顺序和段间距对多裂缝扩展的影响,通过查询裂缝沟通割理组数,来验证压裂效果的优劣。模拟结果表明:簇间距在20 m,段间距控制在40~45 m时,裂缝沟通割理组数相对较多,且受到缝间干扰和诱导应力场影响较小,裂缝长度最优;在不同压裂顺序对多裂缝扩展的影响方面,压裂效果由优到劣排列为:顺序压裂>交替压裂>同步压裂;模型计算结果与现场应用吻合度较高,第2段压裂施工与模拟结果综合符合率为96.5%,第3段压裂施工与模拟结果综合符合率为93.4%。

准噶尔盆地深部与浅部煤层气储层物性特征对比分析

为了探讨深部与浅部煤层气赋存的差异,采集准噶尔盆地煤矿1500 m以浅煤样和煤矿钻孔1500 m以深煤样,通过资料搜集和室内测试分析了研究区深部与浅部煤储层物性特征的差异,最终得到以下结论:深部镜质组含量比浅部高,煤体结构更完整,储层改造性更强;深部比浅部含气量大,煤层气赋存状态由欠饱和状态逐步转变为超饱和状态,煤层气成因多样;浅部煤岩的渗流孔比深部发育,深部煤岩的吸附孔比浅部发育。浅部煤岩以外生裂隙为主,孔裂隙间连通性好;深部煤岩以内生裂隙为主,有矿物质充填裂隙,且深部孔隙度和裂隙密度比浅部小,渗透性较差。对比分析表明,准噶尔盆地深部煤层气比浅部富集性更优,具有较大开发潜力。但渗透性远不如浅部,且开发难度大,因此建议通过压裂改造与排水采气工艺技术相结合的方式促进深部煤层气开发。

鄂尔多斯盆地中东部本溪组深部煤岩分形特征与成储机理

对鄂尔多斯盆地石炭系本溪组8^(#)深部煤岩的代表性样品的煤岩工业组分、物性特征、孔隙特征进行实验分析,进而结合分形维数的方法对煤孔隙的非均质性展开研究,明确了煤岩工业组分对储层的影响机理。研究结果表明:(1)鄂尔多斯盆地中东部本溪组8^(#)煤岩的渗透性能和孔隙连通性较好,中上部煤岩的煤岩工业组分和储层物性优于下部;(2)研究区分形维数较高,孔隙结构复杂,储层非均质性较强,当灰分<20%时,少量矿物填充孔隙和裂隙,使得孔隙结构复杂程度减弱,储层逐渐均一,当灰分>20%时,大量的杂质矿物胶结和填充孔隙和裂隙,导致储层的非均质性增强;(3)煤岩的孔隙度受到灰分和热演化程度的影响,当灰分含量较低时,由于高热演化程度的煤发育大量的微孔,孔隙度升高,但会导致孔隙结构复杂,非均质性增强;(4)结合实验结果和工业组分对深部煤层气体扩散、运移影响进行研究,建议以低灰分低水分(A_(d)<20%,M_(ad)<2%)的中上部煤岩层段为优质深部煤层气开采层段。

长庆油田深层煤层气储层的录井分类评价

国内煤层气历经30年勘探开发,主要集中在1 200 m以浅煤层,随着浅层煤层气资源的逐步枯竭,深层煤层气资源的利用已成为必然趋势。鉴于深层煤层气评价在录井属于新领域,近两年针对深层煤层气多口新钻井围绕地质-工程“双甜点”评价开展技术攻关,结合之前在国内各浅层煤系气市场服务成果,通过优选适用于深层煤层气的录井技术系列,从岩性、脆性、烃源岩特性、含气性4个方面揭示储层的情况,形成了深层煤层气的录井分类评价方法。该方法已成功应用于长庆油田深层煤层气15口井评价和压裂选层方案设计,凸显了录井技术多信息综合评价的技术优势,满足了深层煤层气非常规储层勘探开发的需求。

渝东南南川地区深层煤层特征与煤层气赋存状态研究

基于煤田钻孔资料、煤岩岩心及镜下观察,开展了重庆南川地区煤系储层岩心数字化、液氮吸附、CO_(2)吸附、高压压汞、气相色谱、等温吸附等一系列分析检测测试,分析并讨论了深层煤储层特征、煤层气赋存状态及影响因素。研究表明:①南川区块深部煤层发育,奠定煤层气形成的良好基础。②微裂缝是煤储层的主要储集空间,控制了气体的渗流作用。微孔隙的存在是气体吸附的主要原因,喉道控制了煤层气的微观渗流。③煤的吸附能力随变质程度增加而增大,与压力正相关,与温度负相关。浅层及中深层(1500 m以浅)煤层气吸附量对压力较为敏感,深层(1500 m以深)煤层气吸附量对温度更为敏感。④深层煤层具有“中高演化、微裂隙发育、高含气、富含游离气”的特征,游离气为煤岩解吸提供了大量气源。

煤层气与常规油气共采可行性探讨——深部煤储层平衡水条件下的吸附效应

在分析煤层气与常规油气共采可行性问题的基础上,采用物理模拟方法,结合地质条件分析,研究了深部煤储层在平衡水条件下的吸附效应,并初步得出一些新的认识:地层温度、埋藏深度、煤级等条件的组合,可能对煤储层平衡水含量发生不同程度的影响;深部地层条件的具体特征,可能会导致深部煤储层吸附性与浅部煤储层有所不同;在地层条件下,煤饱和吸附量随埋藏深度增大而变化的趋势在一定深度发生反转,存在一个“吸附饱和临界深度”,且临界深度随煤级的变化而有所不同,这是地热场深部增温效应与煤储层自身特性共同作用的必然结果;深部较高地层温度与较高地层压力的配置关系可能有利于煤层气的开采,存在实现深部煤层气资源与常规油气资源共采的可能性;深部较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应,可能是导致深部煤储层吸附性与浅部存在较大差异的根本原因。

临兴地区深部煤层气及致密砂岩气资源潜力评价

针对鄂尔多斯盆地东缘临兴地区主煤层埋深较深、致密砂岩产气层数较多的特点,分析了区内煤储层特征,评价了深部煤层气及致密砂岩气的资源潜力。研究表明,区内构造简单,以单斜构造为主,东中部局部地区发育断裂,煤储层相对稳定,储层压力呈欠压-常压状态,有利于煤层气的富集;深部5号和9号煤层以半亮型的肥煤到焦煤为主,储层物性较好,且9号煤层资源潜力较大,是深部煤层气勘探的主要煤层;致密砂岩展布主要受控于煤系地层沉积特征,在北部地区相对发育。研究认为,该区有利于深部煤系煤层气与致密砂岩气多层共采,而中南部地区为煤层气单采有利区。

深部煤储层应力敏感性特征及其对煤层气产能的影响

深部煤储层处于高地应力环境中,其渗透率变化特征与浅部存在较大差异,为研究有效应力对深部煤储层渗透率的差异性影响,以及应力敏感性各向异性特征,以沁水盆地横岭区块15号煤层为研究对象,采样深度1200~1700 m,采用覆压孔渗实验,开展平行层理和垂直层理样品在不同有效应力下的渗透率变化规律研究,探究其应力敏感性特征及其对煤层气产能的影响。结果表明:渗透率随有效应力的增加呈幂指函数降低,平行层理面渗透率总体高于垂直层理面,且在2个方向上渗透率变化规律呈正相关性。选取储层孔裂隙压缩系数、渗透率损害率和渗透率曲率3个参数作为煤储层应力敏感性评价指标,其中,孔裂隙压缩系数随有效应力增加,以5 MPa为界限先后呈现正相关性和负相关性,渗透率损害率和渗透率曲率分别与有效应力呈指数上升和下降的规律。基于应力敏感性参数,推导出煤层气井产能模型,模型显示,不考虑应力敏感性的气井产量高于考虑应力敏感性,揭示了应力敏感性对煤层气产量的影响程度,即在5 MPa生产压差下,气井的产量降低幅度随应力敏感性系数的增大整体呈增高趋势。针对应力敏感性的阶段划分,研究区目标煤层在煤层气排采过程中应采用小–中–大的排采方案来控制生产流量。

深煤层含气系统差异及开发对策

我国深部煤层气资源丰富且开发潜力巨大,实现规模开发有助于形成煤系气大产业,服务油气增储上产,保障国家能源安全。在系统总结近年深部煤层气勘探开发成果基础上,结合实验测试和理论分析,揭示了深部差异含气系统模式,并针对性提出了开发策略。研究结果表明,受构造演化和保存条件差异影响,煤层气存在过饱和干煤系统、饱和~近饱和湿煤系统和欠饱和湿煤系统。干煤系统游离气含量高,且在深煤层中呈压缩状态,在储层压力>10 MPa条件游离气含量可以达到并超过吸附气,易形成高产。湿煤系统中煤岩裂隙或者大孔隙中饱和地层水,需要排水降压解吸产气。煤层在煤化作用过程中生烃超压,纳米孔隙中饱和游离气且地层水难以侵入。深部吸附气和游离气处于动态转化,受范德华力、毛细管力和浮力作用综合影响,深煤层形成连续型天然气藏,具有“源岩控储”(连续稳定煤层控制储层质量)和“物性控藏”(物性差异影响甜点分布)特征,可在封盖条件良好的稳定高渗煤层寻找甜点区。深煤层压实致密且地应力高,煤岩抗压强度增加,储层改造裂缝有序性增强,可在不同粒径支撑剂下形成立体渗流网络。干煤系统改造以体积改造和“碎裂化”为主要目的,考虑采用水平井大规模分段压裂,扩大渗流面积,提高产气速度;湿煤系统以适度改造和“疏导化”为主要方式,并考虑水平井顶板间接压裂等开发策略。煤成气在地质历史中持续向邻近层系充注运聚,形成全含气系统,应当充分利用成熟探区地质和工程基础,整体部署,分类突破,多气合采,实现深部煤层气规模化开发和多类型天然气总体动用。

沁水盆地深煤层储层特征及压裂改造技术

大量搜集煤层气相关资料,在前人研究基础之上,分析了沁水盆地深煤层(埋深>1 000 m)地应力、煤层压力、温度特征、含气特征、吸附/解吸特征、孔渗特征及岩石力学特征。结合深煤层储层特征,提出深煤层压裂过程应用泡沫压裂液;使用低密度支撑剂;采用变排量、大排量、段塞多目数加砂的压裂工艺。

准噶尔盆地南缘中低煤阶煤层气富集成藏规律

准噶尔盆地南缘（准南）中低煤阶煤层气资源丰富但勘探程度相对较低,气体富集和主控因素认识不足,制约了开发。基于对准南地区构造、沉积、水文、物性和含气量分布的精细解剖,总结了煤层气富集成藏规律。准南煤系主要发育在天山山前断褶带,EW向断层和背斜密集;煤系沉积以冲积扇和河流相为主,煤层层数多且与砂岩叠置发育;煤层倾角大（部分地区大于50°）,风氧化带深延（大于400~600 m）;构造切割作用明显,多个水文地质单元发育;煤岩孔径较大,孔隙连通性好。针对研究区＂深部低煤阶、急倾厚煤层、多层砂煤组、构造断煤区＂的特点,提出了符合东部阜康等地区＂急倾斜煤层自吸附-水力封堵型＂,中部构造密集区＂断冲褶皱带多煤层压力封闭型＂,和西部大埋深地区＂构造-岩性圈闭煤系多源气混合型＂富集成藏模式。在煤层气开发中应优选相对构造高点和缓倾斜,并考虑地表水与地下水的稳定过渡带。多层次模糊评价表明东部四工河—乌鲁木齐河区段的煤层气资源、储层和保存条件均相对有利,可优先开发。

柿庄北深煤层含气量变化特征

以沁水盆地南部为研究背景,采集浅部与深部煤样,进行含气量测试,并利用压力-吸附曲线法预测了柿庄北深部煤层含气量。结果表明：沁水盆地南部煤层实测含气量随埋深的加大呈现先增大后减小的趋势,且15号煤层含气量高于3号煤层。对柿庄北深煤层含气量进行预测发现,含气量的峰值为900-1100m,预测含气量与实测含气量较为吻合。深部煤层在600-1100m存在一个过渡带,含气量发生变化。这与深部地层压力、温度及其所导致的煤储层物性的变化有重要关系。

沁水盆地深、浅煤储层物性差异对比研究

以沁水盆地为主要研究目标,把研究深度划分为800 m以浅和800 m以深2段。通过对深部和浅部储层对比研究发现:在埋深小于800 m时,孔隙度主要分布在4%~13%;在埋深450~800 m时,储层处于伸张状态,渗透率在0.01~10 m D;储层压力与埋深呈现线性增加的关系;在1 000~1 500 m时,吸附量随着深度增大增加得很小。分析表明在800 m以深煤层气的开采难度加大,建议采用增温或驱替等技术开采深部煤层气。